Unternehmertag EEG 2016: Onshore-Windenergie Analyse und Bewertung

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1 Unternehmertag 2016 Workshop 3: Wie begegne ich den neuen Herausforderungen des Ausschreibungsmodells im EEG 2016? EEG 2016: Onshore-Windenergie Analyse und Bewertung HSH NORDBANK AG Dr. Jörg Böttcher Februar 2016

2 EEG 2016 Ausschreibungen Allgemeine Grundsätze 1. Ausschreibungen sind ab 2017 für große PV-Anlagen, WEAs an Land und auf See vorgesehen. Ausgenommen von der Ausschreibungspflicht sind Anlagen mit einer installierten Leistung bis 1 MW hier wird die Förderhöhe weiter gesetzlich bestimmt. 2. Ausschreibungsgegenstand ist die gleitende Marktprämie, die sich aus dem an der Börse gezahlten Strompreis und der Marktprämie zusammensetzt. Der Strom soll direkt vermarktet werden, so dass der Anlagenbetreiber weitere Einnahmen generieren kann. 3. Jedes bezuschlagte Gebot erhält den Preis, den es in seinem Gebot abgegeben hat (pay as bid). Begrenzt werden soll der Preis durch einen vorher festgelegten Höchstpreis (dazu später). 4. Die Ausschreibungsrunden werden von der Bundesnetzagentur acht Wochen im Voraus angekündigt. 1

3 Ausschreibungen Grundsätze für Onshore-Wind 1. Das BMWi plant, so genannte späte Ausschreibungen für Onshore- WEAs durchzuführen: d.h., es dürfen nur Anlagen teilnehmen, die über eine BImSchG verfügen ( 36 (1)). 2. Die Erstsicherheit beträgt 30 T pro 1 MW und ist damit in einer Größenordnung, dass regelmäßig Banken für die Stellung von Avalen angefragt werden ( 36a, dazu gleich). 3. Die bezuschlagten Anlagen müssen innerhalb von 30 Monaten nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags in Betrieb genommen sein ( 36d (1)). 4. Zum Ausbaukorridor für Onshore-Windenergie findet sich Folgendes: 1. Grundsätzlich soll eine Netto-Steigerung von Onshore-Anlagen um bis zu MW pro Jahr ( 4 (1)) erreicht werden, wobei 2. das Onshore-Ausschreibungsvolumen aber nur eine Residualgröße des übrigen Ausbaus ist. Damit ist die Planbarkeit des Onshore-Ausbaus deutlich eingeschränkt. 2

4 Ausschreibungen / hier: Avalstellung 1. Keine Handelbarkeit der Förderung: Der Zuschlag kann nicht auf ein anderes Projekt übertragen werden. Ebenso ist ein Übertrag auf einen anderen Bieter nicht möglich. 2. Erstsicherheit wird im Regelfall von Banken gestellt werden 1 Damit ergeben sich Bonitätsanforderungen an den Projektierer, da die Banken ein Verlustrisiko übernehmen und dies abzusichern ist. Ohne ausreichende Eigenbonität bliebe dann nur noch die Möglichkeit der Barhinterlegung bei der Bundesnetzagentur. Im Sinne der Akteursvielfalt wäre es wünschenswert, dass ein Zuschlag auch auf andere Projekte bzw. andere Bieter übertragen werden kann. 1) Denkbar ist auch, dass Hersteller die Erstsicherheit stellen. 3

5 1. Auf 100 Metern Höhe wird eine Windgeschwindigkeit von 6,66 m/s zugrunde gelegt (Wert nach Referentenentwurf), wobei die Zunahme der Windgeschwindigkeit mit steigender Anlagenhöhe anhand des sogenannten Potenzgesetzes definiert wird. 2. Geboten wird auf den anzulegenden Wert eines einstufigen Referenzertragsmodells (so genannter 100-Prozent-Standort ): 3. Mit Hilfe von gesetzlich vorgegebenen Korrekturfaktoren wird der tatsächlich erwartete Referenzertrag in einer Spanne zwischen 70 und 150 Prozent in einen Referenzertrag eines 100-Prozent-Standortes umgerechnet (dies beschreibt den jeweiligen Höchstwert der Förderung). 4. Die Förderung eines bezuschlagten Projektes erfolgt dann anhand des individuellen Referenzertrages. 5. Der durch die Ausschreibungen ermittelte Preis (pay-as-bid) gilt dann für 20 Jahre. Allerdings werden die anzulegenden Werte alle fünf Jahre angepasst, um die Förderung an die den tatsächlichen Ertrag der Anlage anzupassen. Was heißt das? 4

6 1. Zugrundegelegte Windgeschwindigkeit Alt versus neu: Bisherige Definition: Definition nach EEG2016: 100 %-Referenzertragsstandort 5,5 Meter je Sekunde in einer Höhe von 30 Metern über dem Grund und einem logarithmischen Höhenprofil 6,66 Meter je Sekunde in einer Höhe von 100 Metern über dem Grund und einem Höhenprofil, das nach dem Potenzgesetz mit einem Hellmannexponenten a mit einem Wert von 0, 25 zu ermitteln ist Wirkung: Niedrige Nabenhöhen werden hinsichtlich ihrer Standortgüte angehoben, was zu einer Verringerung ihrer Förderung führt. Insgesamt werden Anlagen mit besonders großer Nabenhöhe vom Regulierungssystem begünstigt. 5

7 2. Einstufiges Referenzertragsmodell Die bisherige Regelung des EEG sieht innerhalb der 20jährigen EEG-Förderung eine Differenzierung in zwei Vergütungssätze vor. Die Länge der Laufzeit der erhöhten Vergütung richtet sich nach der Windhöffigkeit des betreffenden Standortes (dem Referenzwert). Die zukünftige Regelung unterscheidet hier nicht mehr: Es gibt für 20 Jahre einen Vergütungssatz. Das bedeutet z.b. für einen 90%-Referenzstandort folgenden Verlauf der Vergütung: 6

8 3. Korrekturfaktoren ( 36 f (1)): Die Gebote sind auf Basis eines 100%-Standortes abzugeben für diesen besteht der Höchstpreis von 7,0 Cent/kWh. Der tatsächlich erwartete Referenzertrag wird anhand der folgenden Tabelle umgerechnet (so genannte Stützwerte), der damit auch jeweils die Höchstgrenze für unterschiedliche Standortqualitäten festlegt. Referenzwert des Standortes 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150% Gesetzliche Korrekturfaktoren 1,29 1,16 1,07 1 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79 Höchstwert in Cent/kWh 9,03 8,12 7,49 7,00 6,58 6,23 5,95 5,67 5,53 Im Folgenden haben wir einmal die Konsequenzen aus der EEG2014- Regelung und dem Referentenentwurf dargestellt. Dabei haben wir einen Ø gewichteten Vergütungssatz nach EEG2014 zugrunde gelegt und diesen mit dem Höchstwert EEG2016 verglichen. 7

9 3. Korrekturfaktoren Konsequenzen Die gesamte Förderhöhe geht zurück. Dabei sind die Einbußen bei sehr guten und bei sehr schlechten Standorten am geringsten. Die Einbußen bei dem Gros der deutschen Projekte sind am stärksten (80%-Standort:./. 9,3%, 85%-Standort:./. 8,8 % der Gesamteinnahmen) Hinzu kommt: Durch das Bietungsverfahren (payas-bid) wird das jeweilige Projekt einen Vergütungssatz unterhalb des Höchstsatzes bekommen. Der barwertige Effekt des Zahlungsanfalls ist hier noch nicht berücksichtigt. Dies führt in einer barwertigen Betrachtung zu einem weiteren Rückgang von ca. 3 % der Gesamteinnahmen. 8

10 4. Überprüfung der anzulegenden Werte Referentenentwurf: Die anzulegenden Werte werden nach fünf, zehn und fünfzehn Jahren anhand des tatsächlichen Ertrags in den fünf vorhergehenden Jahren angepasst ( 36 f (2)). Zentral ist folgende Regelung: Zu viel oder zu wenig geleistete Zahlungen [..] müssen erstattet werden, wenn der tatsächliche Ertrag mehr als 1 Prozent von dem zuletzt berechneten Referenzertrag abweicht. Dabei müsste noch geklärt werden, was gemeint ist: - Erfolgt die Erstattung über die Anpassung der anzulegenden Werte in den nächsten fünf Jahren? Im Folgenden haben wir das einmal unterstellt und den Verlauf eines 90%-Referenzstandortes beispielhaft dargestellt. 9

11 4. Überprüfung der anzulegenden Werte Zunächst erhält das Vorhaben fünf Jahre (bestenfalls) den Zuschlagswert von 7,49 Cent/kWh. Im Beispiel sinkt der Referenzertrag in den ersten 5 Jahren auf knapp 85 % - der neue Vergütungssatz (Jahre 6-10) liegt dann bei 7,81 Cent/kWh. Diese Anpassung wiederholt sich alle fünf Jahre. Konsequenz: Es ergibt sich eine Einnahmenstabilisierung im Vergleich zum EEG Das Windrisiko wird zum großen Teil auf die Endverbraucher überwälzt. 10

12 Beurteilung aus Bankensicht 1. Grundsätzlich lässt das Prozessergebnis die fixierte Förderhöhe eines Projektes über 20 Jahre nach wie vor eine Projektfinanzierung zu. Es ergibt sich sogar ein stabilisierender Effekt durch die neue Methodik der Anpassung der Förderhöhe. 2. Andererseits drohen gewisse Konzentrationstendenzen: 1. Vorhaben an durchschnittlichen Standorten müssen mit deutlichen Einnahmeneinbußen zurechtkommen, die sich aufgrund der individuellen Bestimmung der Förderhöhe nicht vollständig quantifizieren lassen. Hier sollte der Gesetzgeber über eine Anpassung der Korrekturfaktoren im Bereich zwischen 80 und 90 %- Referenzertrag nachdenken (Vorschlag: 1,22 bei 80% und 1,12 bei 90%). 2. Der Prozessverlauf (bekommt mein Vorhaben den Zuschlag?) ist unsicher. Banken werden sich auf solche Vorhaben konzentrieren, die ein gewisses Erfolgspotential aufweisen und damit eher auf etablierte Entwickler setzen, die Erfahrung bei Bietungsverfahren haben. Die Akteursvielfalt könnte damit eingeschränkt werden. Andererseits wird es Dienstleister geben, die den Bietungsprozess begleiten. 3. Die geforderte Avalstellung setzt eine Eigenbonität des Entwicklers voraus. Wünschenswert wäre, dass erteilte Zuschläge auch auf andere Projekte, idealerweise auch auf andere Bieter übertragen werden können. 11

13 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Fragen jederzeit gerne an: HSH Nordbank AG Kreditrisikomanagement Leiterin Vertrieb Deutschland Dr. Jörg Böttcher Tel.: Inka Klinger Tel.: Martensdamm 6 Gerhart-Hauptmann-Platz Kiel Hamburg Joerg.boettcher@hsh-nordbank.com inka.klinger@hsh-nordbank.com 12